Обоснование направлений развития государственной нефтегазовой компании Ирана с использованием методов системного исследования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Давардуст Хади

• Давардуст Хади
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Давардуст Хади

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ, ОСОБЕННОСТЕЙ И ТЕНДЕНЦИЙ РАЗВИТИЯ ГОСУДАРСТВЕННОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ КОМПАНИИ ИРАНА НА МИРОВОМ И ВНУТРЕННЕМ РЫНКАХ

1.1 Анализ мирового рынка нефтегазовой отрасли и тенденций его изменения

1.2 Анализ конкурентной среды нефтегазовой отрасли Ирана на международном и внутреннем рынках

1.3 Оценка минерально-сырьевой базы нефтегазовой отрасли Ирана

1.4 Анализ производственной деятельности государственной нефтегазовой компании Ирана за период 2012-2022 гг

1.5 Особенности деятельности государственной нефтегазовой компании Ирана на международном рынке в условиях конфликта

1.6 Постановка задачи диссертационного исследования

1.7 Выводы по первой главе

ГЛАВА 2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ СИСТЕМНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ГОСУДАРСТВЕННОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ КОМПАНИИ ИРАНА

2.1 Обоснование методов исследования деятельности государственной нефтегазовой компании Ирана как сложной системы

2.2 Выбор, обоснование и многомерный корреляционно-регрессионный анализ основных показателей деятельности компании

2.3 Прогнозирование объемов продукции и услуг, поставляемых государственной нефтегазовой компанией Ирана, с использованием пакета Statgraphics

2.4 Оценка структуры государственной нефтегазовой компании Ирана как сложной системы

2.5 Оценка структуры управления государственной нефтегазовой компании Ирана

2.6 Выводы по второй главе

ГЛАВА 3 МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ УЧАСТКОВ (ФАЗ) НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ЮЖНЫЙ ПАРС»

3.1 Введение в газовое месторождение Южный Парс

3.2 Системный анализ 14-й фазы разработки газового месторождения «Южный Парс»

3.3 Оценка хода выполнения четырех основных секторов плана

3.4 Сравнение прогресса в четырех основных секторах фазы 14 разработки газового месторождения «Южный Парс»

3.5 Робастная модель многоцелевой оптимизации для планирования проектов с учетом рисков и критериев устойчивого развития

3.5 Выводы по третьей главе

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА ПРАКТИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ВНЕДРЕНИЮ ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕР, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПОСТУПАТЕЛЬНОЕ УСТОЙЧИВОЕ РАЗВИТИЕ ГОСУДАРСТВЕННОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ КОМПАНИИ

4.1 Метод эпсилон-ограничений для оптимизации нефтегазовых проектов

4.2 Исходные данные и результаты вычислений

4.3 Методологические выводы, практическое значение и рекомендации

4.4 Выводы по четвертой главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А Акт внедрения

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ

ПРИЛОЖЕНИЕ В Статистика по ведущим странам и месторождениям нефти и газа

ПРИЛОЖЕНИЕ Г Данные по инфраструктуре и производству на месторождении «Южный Парс»

ПРИЛОЖЕНИЕ Д Южный Парс: производственные данные

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Современное развитие нефтегазовой отрасли требует научного сопровождения на основе применения и совершенствования методов системного анализа для повышения эффективности деятельности государственных нефтегазовых компаний. В условиях сложной геополитической и экономической обстановки особую значимость приобретает применение методов оптимизации и прогнозной аналитики для стратегического планирования и управления ресурсами.

Государственная нефтегазовая компания Ирана играет ключевую роль в национальном энергетическом секторе страны, обеспечивая значительную долю добычи и экспорта углеводородов. Однако в современных условиях компания сталкивается с рядом серьезных вызовов, включая необходимость адаптации к изменениям глобального энергетического баланса, модернизации производственных мощностей, управления рисками, связанными с волатильностью рынка, и повышения эффективности использования ресурсов. Одной из наиболее актуальных проблем является задержка реализации нефтегазовых проектов, оказывающая значительное влияние на экономическую эффективность, сроки исполнения и стратегическое развитие отрасли.

Одним из важных направлений повышения устойчивости компании является применение методов регрессионного анализа и прогнозирования, позволяющих оценивать ключевые показатели эффективности и оптимизировать процессы принятия решений. Кроме того, анализ задержек в реализации проектов и их последствий дает возможность разработать более эффективные механизмы управления проектными рисками и ресурсами. С учетом высокой степени неопределенности в нефтегазовом секторе, вызванной перебоями в цепочках поставок, изменениями в регулировании и колебаниями цен, критически важным становится использование методов оптимизации и принятия решений в условиях неопределенности.

Настоящая диссертационная работа посвящена системному применению указанных методов, включая многокритериальную оптимизацию, регрессионный анализ, оценку последствий задержек, прогнозирование и моделирование неопределенности, для выявления оптимальных направлений развития государственной нефтегазовой компании Ирана. Интеграция методов анализа в условиях неопределенности позволит повысить адаптивность и устойчивость стратегического планирования как непосредственно в государственной нефтегазовой компании Ирана, так и в целом в отрасли.

Степень разработанности темы исследования

Концептуальные основы анализа деятельности государственной нефтегазовой компании Ирана как сложной организационно-технической системы в условиях неопределенности базируются на междисциплинарном подходе, охватывающем положения общей теории систем и системного анализа. Существенный вклад в развитие данных направлений внесли такие ученые,

как Л. фон Берталанфи, Р. Акофф, С. Бир, а также отечественные исследователи системного подхода [30].

Модели и подходы к принятию решений в условиях неопределенности и риска рассмотрены в трудах Дж. Неймана, О. Моргенштерна (аксиомы ожидаемой полезности), а также в рамках поведенческой экономики в работах Д. Канемана и А. Тверски (теория перспектив). Теоретические основы рационального выбора дополнены критериями Вальда и Лапласа, применяемыми для стратегического планирования в энергетическом секторе [61].

Методы экспертных оценок, в том числе метод ДЕЛЬФИ и аналитический иерархический процесс Т. Саати, рассматриваются как эффективные инструменты обоснования многоцелевых управленческих решений в нефтегазовой отрасли. Значительный вклад в развитие этих методов внесли О. Хелмер, Т. Саати, Дж. Нейман, С.И. Шапиро, Р.А. Фишер и др [25, 61, 72, 93, 104].

Для выявления и моделирования системных взаимосвязей применяются когнитивные методы, включая когнитивные карты Р. Аксельрода и их дальнейшее развитие в виде нечетких когнитивных карт, предложенных Б. Коско. Применение таких моделей освещено в работах Н.А. Абрамовой, С.В. Коврига, В.И. Максимова, А.А. Кулинича, Д.А. Новикова, Э.А. Трахтенгерца и других исследователей [63, 101, 103].

Объект исследования

Объектом исследования является государственная нефтегазовая компания Ирана как сложная система, представляющая собой крупное промышленное предприятие минерально-сырьевого комплекса страны, и протекающие в ней процессы.

Предмет исследования

Предметом исследования являются методы системного анализа, моделирования сложных систем, качественные и количественные показатели деятельности государственной нефтегазовой компании Ирана и их применение для стратегического планирования и оптимизации деятельности компании, с акцентом на производственные процессы, реализацию проектов и оценку качественных и количественных показателей эффективности с учетом неопределённости.

Цель исследования

Разработка и обоснование направлений развития государственной нефтегазовой компании Ирана, обеспечивающих повышение эффективности ее процессов на основе применения методов системного анализа с учетом задержек в реализации проектов в условиях неопределенности, а также принципов устойчивого развития, включающих технические, технологические, экономические, экологические, социальные и рисковые факторы.

Разработка и обоснование направлений развития государственной нефтегазовой компании Ирана, обеспечивающих повышение эффективности её деятельности на основе применения методов системного анализа и принятия управленческих решений в условиях неопределённости.

Особое внимание уделяется моделированию задержек в реализации проектов и разработке ро-бастных многоцелевых оптимизационных моделей, учитывающих технические, экономические, экологические и социальные факторы устойчивого развития. Исследование направлено на повышение адаптивности, надёжности и эффективности стратегического управления сложными производственно-организационными системами в условиях рисков и ограниченных ресурсов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование направлений развития государственной нефтегазовой компании Ирана с использованием методов системного исследования»

Идея работы

Идея работы заключается в использовании методов системного анализа и робастной многокритериальной оптимизации для обоснования направлений развития государственной нефтегазовой компании Ирана, с учётом факторов неопределённости, рисков и устойчивого развития на примере реализации проектов на фазе 14 месторождения «Южный Парс».

Основные задачи исследования

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решены следующие основные задачи:

1. Проведен анализ результатов теоретических и практических исследований по применению методов системного анализа в нефтегазовой отрасли.

2. Разработана многоцелевая модель системной оценки эффективности функционирования государственной нефтегазовой компании Ирана, учитывающая ключевые показатели в условиях неопределённости, с целью поддержки управленческих решений и стратегического планирования.

3. Проведен корреляционно-регрессионный анализ ключевых показателей компании и выявлены факторы, оказывающие наибольшее влияние на ее развитие.

4. Разработана методика прогнозирования ключевых показателей деятельности государственной нефтегазовой компании Ирана, основанная на корреляционно-регрессионном анализе и применении современных программных средств, с целью повышения точности стратегического планирования в условиях неопределённости.

5. Разработаны рекомендации по внедрению методов системного анализа в стратегическое планирование и управление государственной нефтегазовой компанией Ирана.

Научная новизна исследования

Научная новизна диссертационного исследования заключается в разработке и обосновании интегрированного подхода к системному анализу и поддержке принятия решений при управлении деятельностью государственной нефтегазовой компании Ирана в условиях неопределенности. Впервые предложена робастная модель многокритериальной оптимизации, обеспечивающая аналитическое обоснование стратегических управленческих решений с учётом рисков, задержек и факторов устойчивого развития

В результате диссертационного исследования:

1. Разработана многоцелевая модель оценки эффективности деятельности государственной нефтегазовой компании Ирана, учитывающая ключевые технические, производственные, технологические, технико-экономические и другие устойчивые параметры.

2. С применением корреляционно-регрессионного анализа выявлены и обоснованы основные факторы, влияющие на динамику развития компании.

3. Разработана и предложена методика прогнозирования объемов добычи и экспорта углеводородов с использованием аналитического пакета Statgraphics и современных инструментов обработки данных.

4. На основе применения принципов системного анализа и результатов исследования сформулированы рекомендации по стратегическому управлению ресурсами и инвестициями.

5. Впервые разработана и апробирована робастная модель многоцелевой оптимизации, ориентированная на планирование и выполнение нефтегазовых проектов в условиях неопределённости и риска, с учётом критериев устойчивого развития (технических, технологических, экономических, экологических, социальных факторов и факторов риска).

6. Разработанная математическая модель позволяет учитывать последствия задержек в реализации проектов, адаптировать планирование к изменяющимся внешним условиям и обеспечивает устойчивость решений при управлении проектами. Предложенная математическая модель апробирована в процессе реализации фазы 14 Газового Месторождения «Южный Парс» (ГМЮП).

Таким образом, полученные результаты обладают высокой практической значимостью для системного управления развитием государственных нефтегазовых компаний в условиях нестабильности внешней среды и ограниченности ресурсов.

Соответствие паспорту специальности

Содержание диссертации соответствует пунктам 3, 10, 11 паспорта научной специальности 2.3.1. «Системный анализ, управление и обработка информации, статистика»: п. 3 «Разработка критериев и моделей описания и оценки эффективности решения задач системного анализа, оптимизации, управления, принятия решений, обработки информации и искусственного интеллекта; п. 10 «Методы и алгоритмы интеллектуальной поддержки при принятии управленческих решений в технических системах»; п. 11 «Методы и алгоритмы прогнозирования и оценки эффективности, качества, надежности функционирования сложных систем управления и их элементов».

Теоретическая значимость исследования заключается в развитии научно-методического аппарата системного анализа и прогнозирования деятельности государственной нефтегазовой компании Ирана с применением корреляционно-регрессионных моделей и современных

аналитических инструментов, обеспечивающих повышение точности стратегического планирования в условиях неопределённости. Также обоснована и реализована робастная модель многокритериальной оптимизации, ориентированная на поддержку принятия решений в условиях рисков, задержек и ограниченности ресурсов.

Практическая ценность заключается в том, что результаты исследования могут быть использованы для оценки текущей деятельности, повышения эффективности стратегического планирования и управления государственной нефтегазовой компанией Ирана. Практические рекомендации по управлению нефтегазовыми проектами в условиях неопределённости имеют прикладное значение. Предложенная автором робастная модель многоцелевой оптимизации позволяет учитывать риски, рационально распределять ресурсы и принимать обоснованные решения при обеспечении текущей деятельности компании, планировании и развитии нефтегазовых проектов (акт внедрения от 21.04.2025 г., Приложение А).

Методология и методы исследования

Методология диссертационного исследования базируется на системном анализе и системном подходе к управлению деятельностью государственной нефтегазовой компании Ирана в условиях неопределённости. В работе использованы методы системного анализа, корреляционно-регрессионного анализа, математического моделирования, статистического прогнозирования, структурно-параметрического анализа, синтеза и теории принятия решений. Для оценки реализации проектов применён системный анализ производственных процессов на примере фазы 14 месторождения «Южный Парс». Разработана и протестирована робастная модель многоцелевой оптимизации, обеспечивающая устойчивое стратегическое планирование в нефтегазовых проектах. Для моделирования использованы программные инструменты: Statgraphics Centurion 19, IBM® ILOG® CPLEX® Optimisation Studio, GAMS - Cutting Edge Modeling, GAMS/CPLEX, а также Microsoft Project 2019.

Защищаемые положения, выносимые на защиту

1. Разработанный метод прогнозирования объемов добычи и экспорта иранской государственной нефтегазовой компании, а также расчета наклона прогресса проектов на основе корреляционного и регрессионного анализа позволяет повысить точность стратегического планирования, способствуя устойчивому развитию и укреплению конкурентных позиций компании на международном энергетическом рынке.

2. Предложенная робастная модель многоцелевой оптимизации, предназначенная для поддержки принятия решений в условиях рисков, задержек и ограничений ресурсов при реализации нефтегазовых проектов, апробированная на примере модели фазы 14 месторождения «Южный Парс», позволяет повысить точность и эффективность принятия решений.

Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обусловлена: комплексным и детальным анализом предметной области, корректным использованием общепризнанных теорий, апробированных методов системного исследования и моделирования, близкими к реальным исходным данным, сходимостью результатов моделирования с натурными данными объекта исследования. Достоверность полученных результатов подтверждается их внедрением в практическую деятельность государственной нефтегазовой компании Ирана.

Апробация результатов

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 6 научных конференциях, в том числе на 2 конференциях, индексируемых в системе РИНЦ: International Conference on Innovation in Business Administration and Economics (г. Тегеран, 2023), X Международной научно-практической конференции «Инновационные перспективы Донбасса» (2023), Международной конференции «Экономика устойчивого развития и глобальные инвестиционные тренды» (Санкт-Петербургский горный университет, г. Санкт-Петербург, 2023), VIII Международной конференции (г. Санкт-Петербург, 06-07 октября 2022 года), Международной конференции «Прорывные технологии в разведке, разработке и добыче углеводородного сырья» (ноябрь 2022 года), XIX Международном форуме-конкурсе студентов и молодых ученых «Актуальные проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, 22-26 мая 2023 года).

Личный вклад автора

Личный вклад автора заключается в формулировке цели и задач исследования, разработке структуры диссертации, сборе и анализе аналитических и статистических данных по деятельности государственной нефтегазовой компании Ирана, а также в обосновании применения методов системного анализа, моделирования и принятия решений в условиях неопределённости. Автор самостоятельно выполнил корреляционно-регрессионный анализ ключевых показателей деятельности государственной нефтегазовой компании Ирана, разработал метод прогнозирования объёмов добычи и экспорта углеводородов с применением программных средств Statgraphics, провёл системный анализ деятельности проекта фазы 14 ГМЮП. На основе полученных данных автором разработана и апробирована робастная модель многоцелевой оптимизации, предназначенная для поддержки принятия решений в условиях рисков, задержек и ограничений ресурсов. Научные результаты, выносимые на защиту, получены автором лично.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 10 научных статей (пункты списка литературы № 5, 6, 12, 22, 44, 45, 46, 84, 85 и 86), в том числе в 2 статьях - в изданиях из перечня рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, на соискание ученой степени доктора наук,

в 2 статьях - в изданиях, входящих в международную базу данных и систему цитирования Scopus. Получено свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2025615499 Российская Федерация (Приложение Б, пункт списка литературы №14).

Гипотеза исследования

Применение методов системного анализа, прогнозирования и робастной многоцелевой оптимизации при стратегическом планировании и управлении государственной нефтегазовой компанией Ирана позволит повысить эффективность принятия управленческих решений, снизить риски, связанные с задержками и неопределённостью в реализации проектов, и тем самым обеспечить устойчивое развитие компании на мировом и внутреннем рынках.

Структура диссертации

Диссертация состоит из оглавления, введения, четырёх глав с выводами по каждой из них, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы, включающего 118 наименований и 5 приложений. Диссертация изложена на 180 страницах машинописного текста, содержит 84 рисунка и 48 таблиц.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ, ОСОБЕННОСТЕЙ И ТЕНДЕНЦИЙ РАЗВИТИЯ ГОСУДАРСТВЕННОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ КОМПАНИИ ИРАНА НА МИРОВОМ И

ВНУТРЕННЕМ РЫНКАХ

1.1 Анализ мирового рынка нефтегазовой отрасли и тенденций его изменения

Отсутствие самодостаточности в нефтегазовых ресурсах существенно влияет как на экономическое развитие, так и на национальную энергетическую безопасность стран [110, 117]. Укрепление международного сотрудничества по совместному использованию мировых нефтегазовых ресурсов стало реальным выбором для обеспечения национальной энергетической безопасности. С 2020 года мировая нефтегазовая промышленность пережила самую страшную пандемию за столетие, столкнулась с беспрецедентной за почти столетие глобальной рецессией и испытала самое сильное падение цен на нефтяном рынке за последние 160 лет [111].

Мировые запасы нефти и газа по-прежнему очень существенны и обладают огромным потенциалом развития, а место нефти и газа в структуре энергетики все еще трудно быстро заменить в краткосрочной перспективе. Несмотря на значительное влияние сланцевой революции в США на мировой рынок нефти, развитие энергетики и геополитику, традиционные нефть и газ на суше по-прежнему доминируют в структуре мировой добычи нефти и газа. Однако в условиях глобальной волны декарбонизации и ускорения перехода на альтернативные источники энергии эффективная разработка ресурсов природного газа приобретает все большее значение и переходит от развития разведки и добычи к развитию всей отраслевой цепочки. В последнее десятилетие постоянно открываются шельфовые месторождения нефти и газа, причем новые запасы составляют более 80 % от общего объема. Развитие технологий и оборудования, а также снижение затрат совместно способствовали развитию морской нефтегазодобычи от мелководья до глубоководья и сверх глубоководья [35, 115]. В данной главе представлены результаты анализа текущей ситуации и особенностей развития мировой нефтегазовой отрасли, обобщения и тенденций развития мировой нефтегазовой отрасли, а также сформулированы предложения для развития нефтегазовой отрасли Ирана. В целом работа направлена на осуществление международного сотрудничества в области нефти и газа и формирование рекомендаций для иранских нефтегазовых компаний и частных предприятий, осуществляющих свою деятельность в нефтегазовой отрасли.

С 2021 года благодаря эффективному контролю последствий глобальной пандемии COVID-19, восстановлению экономики и постоянному росту мировых цен на нефть удалось устранить дисбаланс между мировым спросом и предложением нефти и газа, и ситуация с развитием нефтегазовой отрасли в мире стала восстанавливаться. В то же время страны, обладающие глобальными ресурсами, стали более осторожно подходить к корректировке фискальной и налоговой политики в нефтегазовой отрасли, а многие страны превратились в «горячие точки» для

инвестиций в нефтегазовую отрасль. Инвестиции в развитие нефтегазовой отрасли, а также количество новых месторождений нефти и газа, находящихся в разработке, выросли [47, 109] (рисунки 1.1-1.3).

а) б)

Рисунок 1.1 - а) - Изменение первичной энергии по видам топлива; б) - Изменение первичной энергии по географическим регионам. Первичная энергия в 2021 году выросла на самую большую величину за всю историю, причем большая часть прироста пришлась на страны с развивающейся экономикой.(Потребление первичной энергии в 2021 году было на 1,3% выше уровня 2019 года) Источник данных: Statistical review of world energy 2023 [118]

Мировое потребление Доли мировой первичной энергии

ЭнДж. Пролет

00 03 06 19 12 16 18 21 00 03 06 09 12 1Б 16 21

а) б)

Рисунок 1.2 - а) - Мировое потребление в 2000-2022 годах (экса джоули); б) - Доля в мировой первичной энергии (в процентах) Источник данных: Statistical review of world energy 2023 [118]

Северная Америка Юг и центр Америки Европа СНГ Ближний Висток Африка Азиатско-Тихоокеански

Рисунок 1.3 - Региональная структура потребления 2024 (в процентах) Источник данных: Statistical review of world energy 2025

Согласно данным Вуд Маккензи [117], четыре аспекта состояния и характеристик мировой нефтегазовой разработки были статистически проанализированы и обобщены следующим образом:

1.1.1 Непродуктивные нефтяные и газовые месторождения

Результаты проведенного анализа показывают следующее. К концу 2021 года в мире насчитывалось 16 328 месторождений нефти и газа, в том числе 9 395 нефтяных и 6 933 газовых; 3 911 месторождений нефти и газа в разработке, в том числе 2 725 нефтяных и 1 186 газовых; и 12 417 месторождений нефти и газа, не находящихся в разработке, в том числе 6 670 нефтяных и 5 747 газовых. Эти месторождения расположены в основном в 133 странах, обладающих ресурсами, в шести регионах: Центральной Азии и России, Ближнем Востоке, Африке, Северной и Южной Америке, Азиатско-Тихоокеанском регионе и Европе. Причины прекращения добычи нефти и газа делятся на шесть категорий: (1) с низкой экономической ценностью для разработки - 7 203; (2) в стадии строительства - 2 148; (3) добыча остановлена, а производственные мощности не демонтированы - 1 871; (4) производственные мощности заброшены и демонтированы - 696; (5) не разрабатываются по техническим причинам - 418; (6) находятся на стадии подготовки к добыче - 81.

В региональном разрезе большинство заброшенных и демонтированных нефтегазовых месторождений находится в Северной и Южной Америке, что составляет 65,09%; большинство прекращенных и не демонтированных нефтегазовых месторождений находится в Европе и Северной

и Южной Америке, что составляет 64,54%; большинство месторождений с низкой экономической ценностью для разработки находится в Азиатско-Тихоокеанском регионе, что составляет 25,68%; большинство месторождений, не разрабатываемых по техническим причинам, находится в Европейском регионе - 29,9%; большинство строящихся месторождений расположено в Северной и Южной Америке - 47,72%; количество нефтегазовых месторождений, находящихся на стадии подготовки к добыче, незначительно во всех шести регионах (Приложение В, таблица В.1).

1,1,2 Снижение запасов традиционных и нетрадиционных углеводородов

К концу 2024 года мировые остаточные экономически извлекаемые запасы в углеводородном эквиваленте составляют 2074,27*108 т, а остаточные технически извлекаемые запасы -4352,38*108 т. Среди них остаточные экономически извлекаемые запасы сырой нефти составляют 1215,14*108 т, а остаточные технически извлекаемые запасы составляют 2389,17*108 т; остаточные экономически извлекаемые запасы природного газа составляют 101,74*1012 м3, а остаточные технически извлекаемые запасы составляют 232,49*1012 м3. Оставшиеся технически извлекаемые запасы нефти и газа имеют следующие характеристики распределения: «два больших, один средний и три малых»: к «двум большим» регионам относятся Ближний Восток и Северная и Южная Америка, на долю которых приходится более 25% мировых оставшихся технически извлекаемых запасов; к «одному среднему» региону относится регион Центральной Азии и России, доля которого в мировых оставшихся технически извлекаемых запасах составляет 18,11%; к «трем малым» регионам относятся Африка, Азиатско-Тихоокеанский регион и Европа, и доля оставшихся технически извлекаемых запасов в мире составляет менее 10% во всех трех регионах (Приложение В, таблица В.2).

К концу 2024 года на 10 крупнейших углеводородных бассейнов мира приходилось 69,10% мировых остаточных технически извлекаемых запасов. В тройку лидеров по остаточным технически извлекаемым запасам нефти и газа входят бассейн Рубхали, бассейн Видин - Северный Аравийский залив и суббассейн Матурин; в тройку лидеров по остаточным технически извлекаемым запасам сырой нефти - бассейн Видин - Северный Аравийский залив, бассейн Руб-хали и суббассейн Матурин; и три крупнейших бассейна по остаточным технически извлекаемым запасам природного газа - бассейн Рубхаали, бассейн Западной Сибири (Южное Карское море/Ямал) и бассейн Загрос (Приложение В, таблица В.3).

На десять ведущих ресурсодобывающих стран приходится 78,35 % мировых остаточных технически извлекаемых запасов нефти и газа. На долю двух стран, обладающих ресурсами, приходится более 10 % мировых остаточных технически извлекаемых запасов нефти и газа, пяти -5-10 % и трех - менее 5 %. Шесть стран-собственниц ресурсов имеют остаточные технически извлекаемые запасы более 300*108 т, три - в диапазоне (100-300) х108 т и одна - менее 100*108 т. Шесть стран-собственниц ресурсов расположены в ближневосточном регионе с запасами

50,14%, среди которых основными запасами в Катаре и Иране является морской газ, а основными запасами в Саудовской Аравии, ОАЭ, Ираке и Кувейте - традиционная нефть на суше. В Северной и Южной Америке расположены три ресурсодобывающие страны, запасы которых составляют 31,18%. В Венесуэле и Канаде основными типами коллекторов нефти и газа является нетрадиционная сырая нефть. Одно государство-собственник ресурсов расположено в регионе Центральной Азии и России, и основные типы коллекторов в России представлены традиционным природным газом на суше (Приложение В, таблица В.4).

Результаты проведенных оценок показали, что к концу 2024 года оставшиеся технически извлекаемые запасы 10 крупнейших нефтегазовых месторождений мира составляли 12,01 % от общих мировых запасов. В региональном разрезе девять из 10 крупнейших нефтегазовых месторождений мира находятся на Ближнем Востоке и одно - в регионе Центральной Азии и России. Остаточные технически извлекаемые запасы сырой нефти десяти крупнейших месторождений составляют 14,37% мировых запасов, при этом 5 месторождений с остаточными технически извлекаемыми запасами сырой нефти превышают 30*108 т, четыре - (25-30)*108 т и одно - менее 25*108 т. Девять из десяти крупнейших месторождений расположены на Ближнем Востоке и одно - в регионе Центральной Азии и России. На 10 крупнейших мировых газовых месторождений с остаточными технически извлекаемыми запасами природного газа приходится 17,28% мировых технических остаточных запасов природного газа, при этом 5 месторождений с остаточными технически извлекаемыми запасами природного газа превышают 3*1012 м3 , три месторождения с (2-3)*1012 м3 , и два месторождения с менее чем 2*1012 м3 ; среди 10 крупнейших газовых месторождений 5 расположены в регионе Ближнего Востока, на долю которого приходится 10,51%, и 5 месторождений расположены в регионе Центральной Азии и России, на которые приходится 6,77% мировых запасов газа (Приложение В, таблицы В.5-В.7).

Мировые остаточные технически извлекаемые запасы нефти и газа в 2024 году незначительно снизились по сравнению с предыдущим годом на 66,21*108 т углеводородного эквивалента на 1,50%. С точки зрения изменения различных типов запасов, оставшиеся технически извлекаемые запасы нетрадиционных нефти и газа в 2024 году составляют 1136,26*108 т углеводородного эквивалента, что составляет 26,11% от общемирового объема. По сравнению с 2020 годом остаточные технически извлекаемые запасы нетрадиционных нефти и газа сократились на 78,16*108 т н. э., на 6,44% по сравнению с предыдущим годом, причем больше всего сократился нетрадиционный природный газ - на 10,1*1012 м3, на 20,65% (Приложение В, таблица В.8). Остаточные технически извлекаемые запасы нефти и газа в глобальных морских акваториях в 2024 г. составляют 1484,76*108 т углеводородного эквивалента, что соответствует 34,11 % мировых запасов, увеличившись на 5,49*108 т углеводородного эквивалента на 0,37 % по сравнению с 2020

годом, включая увеличение морского газа на 1,08*1012 м3 на 1,01 % по сравнению с прошлым годом (Приложение В, таблица В.8).

Увеличение остаточных технически извлекаемых запасов нефти и газа в морской акватории происходит в основном за счет: 3,8*108 т нефтегазового эквивалента на Ближнем Востоке, 3,54*108 т нефтегазового эквивалента в Северной и Южной Америке и 3,36*108 т нефтегазового эквивалента в Центральной Азии и России, в то время как технические остаточные запасы нефти и газа в морской акватории Европы, Африки и Азиатско-Тихоокеанского региона в разной степени сократились. Запасы мелководной нефти и газа в морской акватории расположены в основном на Ближнем Востоке, глубоководной нефти и газа - в Африке, Азиатско-Тихоокеанском регионе и Америке, а сверх глубоководной нефти и газа - в Америке и Африке (Рисунок 1.4.).

Мировые остаточные технически извлекаемые запасы традиционной нефти и газа на суше в 2024 году составляют 1731,36*108 т нефтегазового эквивалента, что составляет 39,78% от мировых, и увеличились на 6,46*108 т нефтегазового эквивалента на 0,37% по сравнению с 2020 годом, из которых традиционная нефть на суше снизилась на 15,48*108 т нефтегазового эквивалента на 1,51% по сравнению с предыдущим годом (Приложение В, таблица В.9). Оставшиеся технически извлекаемые запасы традиционной нефти и газа на суше на Ближнем Востоке составляют 752,25* 108 т н. э., что составляет 43,45%; в Центральной Азии-России - 645,74*108 т н. э., что составляет 37,3%; в Северной и Южной Америке - 133,97*108 т н. э., что составляет 7,74%. По распределению национальных запасов Россия занимает первое место в мире с 541,79*108 т нефтегазового эквивалента, за ней следует Саудовская Аравия с 208,36*108 т нефтегазового эквивалента.

1.1.3 Рост добычи нефти и газа в странах с крупными запасами

Результаты проведенного анализа показывают, что мировая добыча нефти и газа в 2024 году составит 77,92*108 т углеводородного эквивалента, включая 44,07*108 т сырой нефти и 40 084,П*108 м3 природного газа. Добыча нефти и газа также имеет характер распределения «два больших, один средний и три малых»: к «двум большим» регионам относятся Северная и Южная Америка и Ближний Восток, где добыча нефти и газа в 2024 году превысит 20*108 т н. э., к «одному среднему» региону относится регион Центральной Азии и России, где добыча нефти и газа в 2024 году составит 14.28*108 т н. э., а «три малых» региона - это Африка, Азиатско-Тихоокеанский регион и Европа, где добыча нефти и газа в 2024 году составит менее 10*108 т н. э. (Приложение В, таблица В.9) [117].

Под влиянием снижения мировых цен на нефть мировая добыча нефти и газа в 2024 году увеличилась на 2,32*108 т нефтяного и газового эквивалента в годовом исчислении на 3,07 %, при этом существенно изменились характеристики добычи нефти и газа в ключевых ресурсодобывающих странах. По сравнению с 2020 годом, в 2024 году в 10 странах-держателях ресурсов

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Давардуст Хади, 2025 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Авдуева, М. И. Сравнительный анализ налоговой системы России и Республики Беларусь / М. И. Авдуева // Экономика и предпринимательство. - 2023. - № 5(154). - С. 620-623. -DOI 10.34925/EIP.2023.154.5.120. - EDNFHUSPO.

2. Авдуева, М. И. Вызовы и угрозы экономике Российской Федерации в условиях четвертой промышленной революции / М. И. Авдуева // Межпоколенческие коммуникации: online, offline социальные практики : сборник научных статей, Москва, 11-13 октября 2019 года. -Москва: Отечество, 2019. - С. 361-367. - EDN RMARSV.

3. Брагинский, О.В. Актуальные проблемы газохимии // Химическая промышленность сегодня. — 2023. — № 5. — С. 78-82. — DOI: 10.31857/S0023117723050034.

4. Волошин, В.И., Качелин, А.А., Шимко, О.В. Российская энергетика в условиях санкций: новые вызовы и перспективы // Энергетическая политика. — 2023. — № 4(178). — С. 34-45. — DOI: 10.46920/2409-5516_2023_4178_34.

5. Давардуст, Х. Анализ инновационной системы Донецкой Народной Республики (ДНР) с использованием SWOT-анализа на основе подхода целей устойчивого развития в Донбассе / Давардуст Х., Первухин Д. А., Котов Д. Д., Таланов Н. // Инновационные перспективы Донбасса : материалы IX Междунар. науч.-практ. конф. (Донецк, 23-25 мая 2023 г.). - Донецк : ДонНТУ, 2023. - С. 74-79. - EDN JLWESM.

6. Давардуст, Х. Организационные возможности для продвижения целей устойчивого развития в нефтегазовых проектах Ирана / Давардуст Х., Первухин Д. А., Котов Д. Д. // Менеджмент, экономика, этика, технология - МЕЕТ 2022 : Сборник тезисов докладов VIII Международной конференции, Санкт-Петербург, 06-07 октября 2022 года. - Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский горный университет, 2023. - С. 29-30. - EDN CKFFLZ.

7. Каменев, А.Н. Технические системы: закономерности развития. — Л.: Машиностроение, 1985. — 246 с. — (970).

8. Кондратов, Д.И. Будущее мирового рынка природного газа // Российский внешнеэкономический вестник. — 2022. — № 1. — С. 66-82.

9. Кулинич, А.А. Семиотические когнитивные карты. Ч. 1. Когнитивный и семиотический подходы в информатике и управлении // Проблемы управления. — 2016. — № 1. — С. 2-10.

10. Новикова, О.В., Попова М.А. Анализ современных представлений о продолжительности "нефтяной эры" и прогноз нефтедобычи в России в первой половине XXI века // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. — 2010. — № 2 (2). — С. 18.

11. Обухова, А.Н. Роль и значение российско-иранского сотрудничества в формировании новых экономических коридоров // Ближний и постсоветский Восток. — 2023. — № 3. — С. 103115.

12. Первухин, Д. А. Методы разрешения конфликта организационно-технических систем в нефтегазовой отрасли / Д. А. Первухин, Х. Давардуст, Д. Д. Котов // Современная наука и инновации. - 2023. - № 2(42). - С. 71-82. - DOI 10.37493/2307-910X.2023.2.7. - EDN IQWDBU.

13. Пряжникова, О.Н. Модели потребительского поведения в контексте энергоперехода: рекомендации Международного энергетического агентства (обзор) // Экономические и социальные проблемы России. — 2025. — № 1 (61). — С. 105-117.

14. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2025615499 Российская Федерация. Программа для численного моделирования течения вязкой жидкости в сетевых структурах с использованием уравнений Стокса. Заявка №2025612846: заявл. 19.02.2025; опубл. 05.03.2025 / Д.А. Первухин, Х. Давардуст; заявитель/правообладатель федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II». - 1 с.: ил.

15. Семин, А.Н., Третьяков, А.П., Данилова, К.А. О добыче и запасах минеральных ресурсов крупнейших стран мира: рейтинговый анализ // ЭТАП: экономическая теория, анализ, практика. — 2022. — № 1. — С. 7-27.

16. Халова, Г.О., Иллерицкий, Н.И. Обзор современного состояния нефтяной и нефтехимической отраслей промышленности Ирана // Инновации и инвестиции. — 2017. — № 9. — С. 56-63.

17. Шарипов, У.З. Экономические отношения Ирана с державами Запада до и после Венского соглашения 2015 года // Обозреватель-Observer. — 2018. — № 12 (347). — С. 55-66.

18. Aali, J. Geochemistry and origin of the world's largest gas field from Persian Gulf, Iran // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2006. — Vol. 50, № 3-4. — P. 161-175. — DOI: 10.1016/j.petrol.2005.12.003.

19. Abbasi, S. [et al.] Sedimentological Studies of Marine Oil Fields in Order to Reduce Drilling Risk and Environmental Pollution: A Case Study of South of Iran // Journal of Marine Science and Engineering. — 2018. — Vol. 6, № 4.

20. Abdolahinia, H., Heidarizadeh, M., Rahmati, I. Assessing Iran and its neighbors for prospects and challenges: The case of the electrical sector // Renewable and Sustainable Energy Reviews. — 2024. — Vol. 193. — Art. 114190. — DOI: 10.1016/j.rser.2023.114190.

21. Adib H. [et al.] Prediction of sulfur content in propane and butane after gas purification on a treatment unit // Oil & Gas Science and Technology - Revue d'IFP Energies nouvelles. — 2018. — Vol. 73. — P. 70.

22. Afanasyev, M. System Modeling in Solving Mineral Complex Logistic Problems with the Anylogic Software Environment / Afanasyev, M., Pervukhin, D., Kotov, D., Davardoost, H., & Smo-lenchuk, A. // Transportation Research Procedia : Collection of materials XIII International Conference

on Transport Infrastructure: Territory Development and Sustainability, Irkutsk-Krasnoyarsk, 26-28 октября 2022 года. Vol. 68. - Krasnoyarsk: Elsevier B.V., 2023. - P. 483-491. - DOI 10.1016/j.trpro.2023.02.065. - EDN WTYPHG.

23. Alamdari, B.B., LaForce, T., Piri, M. Impact of Self-Consistent Physically-Based Three-Phase Relative Permeability on Oil Recovery by Secondary Gas-flooding // SPE Journal. — 2007. — Vol. 12, № 3. — SPE-110507-MS. — DOI: 10.2118/110507-MS.

24. Alanqar, A., Ellis, M., Christofides, P.D. Economic model predictive control of nonlinear process systems using multiple empirical models // Proceedings of the American Control Conference (ACC). — 2015. — P. 4953-4958. — DOI: 10.1109/ACC.2015.7172094.

25. Alipour M. [et al.] Long-term policy evaluation: Application of a new robust decision framework for Iran's energy exports security // Energy. — 2018. — Vol. 157. — P. 914-931. — DOI: 10.1016/j.energy.2018.05.178.

26. Askari Firoozjaee, R., Khamehchi, E. A novel approach to assist history matching using artificial intelligence // Chemical Engineering Communications. — 2015. — Vol. 202, № 4. — P. 513519. — DOI: 10.1080/00986445.2014.892848.

27. Befekadu, G.K. On Goal-Oriented Multiobjective Embedded Optimization for System Performance Assessment // arXiv preprint. — 2020. — arXiv:2006.06121. — URL: https://arxiv.org/abs/2006.06121.

28. Bello, O. [et al.] Application of artificial intelligence methods in drilling system design and operations // Journal of Artificial Intelligence and Soft Computing Research. — 2015. — Vol. 5, № 2.

— P. 121-139. — DOI: 10.1515/jaiscr-2015-0026.

29. Bergh, M.R. [et al.] Associations between pathogens in the upper respiratory tract of young children // PLOS ONE. — 2012. — Vol. 7, № 5. — P. e30561. — DOI: 10.1371/journal.pone.0030561.

30. Bertalanffy, L. von General System Theory: Foundations, Development, Applications. — New York: George Braziller, 1973. — 326 p.

31. Bertsimas, D., Sim, M. Robust discrete optimization and network flows // Mathematical Programming. — 2003. — Vol. 98, № 1. — P. 49-71. — DOI: 10.1007/s10107-003-0396-4.

32. Braun, M., Altan, H., Beck, S. Using regression analysis to predict the future energy consumption of a supermarket in the UK // Applied Energy. — 2014. — Vol. 130. — P. 305-313. — DOI: 10.1016/j.apenergy.2014.02.034.

33. Bravo-Ureta, B.E. [et al.] Technical efficiency in farming: a meta-regression analysis // Journal of Productivity Analysis. — 2007. — Vol. 27. — P. 57-72. — DOI: 10.1007/s11123-006-0025-3.

34. Brown, S.P., Yucel, M.K. What drives natural gas prices? // The Energy Journal. — 2008.

— Vol. 29, № 2. — P. 45-60. — DOI: 10.5547/ISSN0195-6574-EJ-Vol29-No2-3.

35. Chang, Y. [et al.] Development situation of global offshore oil and gas and its prospect // International Petroleum Economics. — 2022. — Vol. 30, № 3. — P. 1-11.

36. Chaves, I.D.G. [et al.] Process Analysis and Simulation in Chemical Engineering. — Cham: Springer, 2016. — 350 p. — DOI: 10.1007/978-3-319-14812-0.

37. Central Intelligence Agency The World Factbook 2010. — Washington, DC: CIA, 2010. —

300 p.

38. Ciarreta, A., Espinosa, M.P., Pizarro-Irizar, C. Has renewable energy induced competitive behavior in the Spanish electricity market? // Energy Policy. — 2017. — Vol. 104. — P. 171-182. — DOI: 10.1016/j.enpol.2017.01.050.

39. Dix, B. [h gp.] Nitrogen oxide emissions from US oil and gas production: Recent trends and source attribution // Geophysical Research Letters. — 2020. — T. 47, № 1. — C. e2019GL085866. — DOI: 10.1029/2019GL085866.

40. Elsharkawy, A.M. Modeling the properties of crude oil and gas systems using RBF network // SPE Journal. — 1998. — № SPE-49961. — 12 c. — DOI: 10.2118/49961-MS.

41. Elyakov, A.L., Elyakova, I.D., Pakhomov, A.A. Forecast model of prices for liquefied natural gas in the world Asian energy market // International Journal of Criminology and Sociology. — 2020. — T. 9. — C. 790-796.

42. E-Vahdati, S., Akbari, M., Habibi, K. Impact of supply chain management practices on supply chain performance in Iranian oil and gas companies // Humanities & Social Sciences Reviews. — 2020. — T. 8, № 1. — C. 58-67.

43. Farzanegan, M.R., Krieger, T. Oil booms and inequality in Iran // Review of Development Economics. — 2019. — T. 23, № 2. — C. 830-859. — DOI: 10.1111/rode.12578.

44. Fetisov, V. On the Integration of CO2 Capture Technologies for an Oil Refinery / Fetisov, V., Gonopolsky, A. M., Zemenkova, M. Y., Andrey, S., Davardoost, H., Mohammadi, A. H., & Riazi, M // Energies. - 2023. - Vol. 16, No. 2. - P. 865. - DOI 10.3390/en16020865 - EDN IVNTHZ.

45. Fetisov, V. Regulation and impact of VOC and CO2 emissions on low-carbon energy systems resilient to climate change: A case study on an environmental issue in the oil and gas industry / Fetisov, V., Gonopolsky, A. M., Davardoost, H., Ghanbari, A. R., & Mohammadi, A. H. // Energy Science & Engineering. - 2023. - Vol. 11, No. 4. - P. 1516-1535. - DOI 10.1002/ese3.1383. - EDN LWHZCK.

46. Fetisov, V. Technological Aspects of Methane-Hydrogen Mixture Transportation through Operating Gas Pipelines Considering Industrial and Fire Safety / V. Fetisov, H. Davardoost, V. Mogylevets // Fire. - 2023. - Vol. 6, No. 10. - P. 409. - DOI 10.3390/fire6100409. - EDN GDWNUB.

47. Fu, E., He, W. The development and utilization of shale oil and gas resources in China and economic analysis of energy security under the background of global energy crisis // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. — 2024. — Vol. 14, № 8. — P. 2315-2341. — DOI: 10.1007/s 13202-024-01784-w.

48. Gomes, O. Behavioral economics and finance: a selective review of models, methods and tools // Studies in Economics and Finance. — 2023. — Vol. 40, № 3. — P. 393-410. — DOI: 10.1108/SEF-03-2023-0134.

49. Hafezi, R. [et al.] Developing a data mining based model to extract predictor factors in energy systems: Application of global natural gas demand // Energies. — 2019. — Vol. 12, № 21. — Art. 4124. — DOI: 10.3390/en12214124.

50. Hafezi, R. [et al.] Iran in the emerging global natural gas market: A scenario-based competitive analysis and policy assessment // Resources Policy. — 2020. — Vol. 68. — Art. 101790. — DOI: 10.1016/j.resourpol.2020.101790.

51. Hassan, H. [et al.] Deciphering key proteins of oil palm (Elaeis guineensis Jacq.) fruit meso-carp development by proteomics and chemometrics // Electrophoresis. — 2019. — Vol. 40, № 2. — P. 254-265. — DOI: 10.1002/elps.201800386.

52. Hatefi, M.A., Razavi, S.A., Abiri, V. A novel multi-attribute model to select appropriate weighting method in decision making, an empirical application in petroleum industry // Group Decision and Negotiation. — 2023. — Vol. 32, № 6. — P. 1351-1390. — DOI: 10.1007/s10726-023-09847-9.

53. Hrebicek, J. [et al.] Integration of economic, environmental, social and corporate governance performance and reporting in enterprises // Acta Universitatis Agriculturae et Silviculturae Mendelianae Brunensis. — 2011. — Vol. 59, № 7. — P. 157-177. — DOI: 10.11118/actaun201159070157.

54. Huang, R., Harinath, E., Biegler, L.T. Lyapunov stability of economically oriented NMPC for cyclic processes // Journal of Process Control. — 2011. — Vol. 21, № 4. — P. 501-509. — DOI: 10.1016/j.jprocont.2011.01.005.

55. Jahangiri Pilehrood, M.P. Generative potential, thermal maturity, and TOC modeling of petroleum systems in Southwestern Khuzestan Province, Zagros Basin, Iran // Geology, Ecology, and Landscapes. — 2022. — Vol. 6, № 4. — P. 299-304. — DOI: 10.1080/24749508.2021.2007633.

56. Jamshidi, N., Barzani, M.V., Toghyani, M. An analysis about the long term impact of banks securitization on economic growth // Journal of Money and Economy. — 2021. — Vol. 16, № 3. — P. 283-304. — DOI: 10.52547/jme.16.3.283.

57. Jamshidian, M. [et al.] Prediction of free flowing porosity and permeability based on conventional well logging data using artificial neural networks optimized by imperialist competitive algorithm — a case study in the South Pars Gas field // Journal of Natural Gas Science and Engineering. — 2015. — Vol. 24. — P. 89-98. — DOI: 10.1016/j.jngse.2015.03.012.

58. Jans, M., Laghmouch, M. Process mining for detailed process analysis // Advanced Digital Auditing: Theory and Practice of Auditing Complex Information Systems and Technologies / Eds. Berghout E., Fijneman R., Hendriks L., de Boer M., Butijn B.J. — 2023. — P. 237-256. — DOI: 10.1007/978-3 -031 -11089-4_11.

59. Juwairiah, J., Indarwanta, D., Kodong, F. Evaluation of Oil and Gas Economy using Economics Profit Indicators and Prototype Macro VBA Excel // RSF Conference Series: Engineering and Technology. — 2021. — Vol. 1. — P. 549-558. — DOI: 10.31098/cset.v1i1.319.

60. Kadkhodaie-Ilkhchi, A., Rahimpour-Bonab, H., Rezaee, M. A committee machine with intelligent systems for estimation of total organic carbon content from petrophysical data: An example from Kangan and Dalan reservoirs in South Pars Gas Field, Iran // Computers & Geosciences. — 2009. — Vol. 35, № 3. — P. 459-474. — DOI: 10.1016/j.cageo.2008.07.006.

61. Kahneman, D., Tversky, A. Prospect Theory: An Analysis of Decision under Risk // Econo-metrica. — 1979. — Vol. 47, № 2. — P. 263-291. — DOI: 10.2307/1914185.

62. Kapitonov, I., Voloshin, V., Filosofova, T. The Impact of Innovative Technologies on the Formation of a New Strategy for the Development of the International Oil and Gas Business // Space and Culture, India. — 2019. — Vol. 7, № 2. — P. 27-38. — DOI: 10.20896/saci.v7i2.430.

63. Kato, R.B. [et al.] Genetic algorithms coupled with quantum mechanics for refinement of force fields for RNA simulation: a case study of glycosidic torsions in the canonical ribonucleosides // Physical Chemistry Chemical Physics. — 2015. — Vol. 17, № 4. — P. 2703-2714. — DOI: 10.1039/C4CP04528H.

64. Klychova, G. [et al.] The impact of the oil market on the socio-economic development of Russia // European Proceedings of Social and Behavioural Sciences. — 2022. — (Freedom and Responsibility in Pivotal Times).

65. Kocmanová, A., Docekalová, M. Construction of the economic indicators of performance in relation to environmental, social and corporate governance (ESG) factors // Acta Universitatis Agricul-turae et Silviculturae Mendelianae Brunensis. — 2012. — Vol. 60, № 4. — P. 195-206. — DOI: 10.11118/actaun20126004195.

66. Krasnyuk, M., Goncharenko, S., Krasniuk, S. Intelligent technologies in hybrid corporate DSS (on the example of Ukraine oil&gas production company) // iHHOBa^HHO-iHBecTH^ñHHñ MexaHÍ3M 3a6e3neneHHA K0HKypeHT0cnp0M0:®H0cri KpaÏHH. — 2022. — P. 194-211. — [Ha yKp. A3.].

67. Krasnyuk, M. [et al.] Intelligent management of an innovative oil and gas producing company under conditions of the modern system crisis // Ha^0Ha.nbH0ro ymBepcmey xapnoBux TexHonoríñ. — 2023.— [Ha yKp. A3.].

68. Kullawan, K., Bratvold, R., Nieto, C. Decision-oriented geosteering and the value of lookahead information: a case-based study // SPE Journal. — 2017. — Vol. 22, № 3. — P. 767-782. — DOI: 10.2118/185936-PA.

69. Li, F. [et al.] A survey of optimization method for oil-gas pipeline network layout // Proceedings of the International Conference on. — Atlantis Press, 2015. — P. 257-260.

70. Li, M. [et al.] Economic system simulation with big data analytics approach // IEEE Access.

— 2020. — Vol. 8. — P. 35572-35582. — DOI: 10.1109/ACCESS.2020.2974877.

71. Lin, X. Quantitative evaluation of industrial and commercial management's promotion to economic growth based on hierarchical constraints // E3S Web of Conferences. — 2021. — Vol. 253.

— Art. 01010. — DOI: 10.1051/e3sconf/202125301010.

72. Mackie, S.I. [et al.] Real-world decision making in the upstream oil and gas industry — prescriptions for improvement // The APPEA Journal. — 2008. — Vol. 48, № 1. — P. 329-344. — DOI: 10.1071/AJ07021.

73. Majstorovic, V.D. Application of Industry 4.0 model in Oil and Gas companies // Journal of Engineering Management and Competitiveness (JEMC). — 2022. — Vol. 12, № 1. — P. 77-84. — DOI: 10.5937/jemc2201077M.

74. Makhdoum, H., Pouransari, Z. Analytical study of Iran nonrenewable energy resources using Hubbert theory // ACS Omega. — 2022. — Vol. 7, № 2. — P. 1772-1784. — DOI: 10.1021/acsomega.1c05370.

75. Maleki, F. [et al.] Forecasting the gasoline consumption in Iran's transportation sector by ARIMA method // Energy Reports. — 2023. — Vol. 11. — P. 425-438. — DOI: 10.1016/j.egyr.2023.08.081.

76. Mastalerz-Kodzis, A. Application of the Multifractional Brownian Motion Process in Spatial Analyses // Argumenta Oeconomica Cracoviensia. — 2018. — № 18. — P. 83-97. — DOI: 10.15678/AOC.2018.1805.

77. Mavrotas, G., Florios, K. An improved version of the augmented s-constraint method (AUG-MECON2) for finding the exact pareto set in multi-objective integer programming problems // Applied Mathematics and Computation. — 2013. — Vol. 219, № 18. — P. 9652-9669. — DOI: 10.1016/j.amc.2013.03.002.

78. Mobarakabad, A.F. [et al.] Geochemistry and origin of crude oils and condensates from the central Persian Gulf, offshore Iran // Journal of Petroleum Geology. — 2011. — Vol. 34, № 3. — P. 261-275. — DOI: 10.1111/j.1747-5457.2011.00500.x.

79. Mohammadi, R. The Role of South Pars Gas Field on Economic Growth of Iran // International Journal of Business Management and Entrepreneurship. — 2023. — Vol. 2, № 1. — P. 41-52.

80. Müller, M.A., Angeli, D., Allgöwer, F. On the performance of economic model predictive control with self-tuning terminal cost // Journal of Process Control. — 2014. — Vol. 24, № 8. — P. 1179-1186. — DOI: 10.1016/j.jprocont.2014.04.012.

81. Nandha, M., Faff, R. Does oil move equity prices? A global view // Energy Economics. — 2008. — Vol. 30, № 3. — P. 986-997. — DOI: 10.1016/j.eneco.2007.09.003.

82. Obaseki, M. Diagnostic and prognostic analysis of oil and gas pipeline with allowable corrosion rate in Niger Delta Area, Nigeria // Journal of Applied Sciences and Environmental Management.

— 2019. — Vol. 23, № 5. — P. 927-934. — DOI: 10.4314/jasem.v23i5.1.

83. Oh, S. [et al.] An evaluation method for business models in product-service systems design // Proceedings of the Design Society. — 2021. — Vol. 1. — P. 427-436. — DOI: 10.1017/pds.2021.43.

84. Pervukhin, D. A. A sustainable development goals-based mathematical model for selecting oil and gas investment projects under uncertainty and limited resources / Pervukhin D., Davardoost, H., Kotov, D., Ilyukhina, Y., & Hasanov, K. //Advanced Mathematical Models & Applications. - 2023. -T. 8. - № 3.

85. Pervukhin, D. A. Modeling and analysis of the utilization of common gas resources between Iran and Qatar, considering various scenarios of resource distribution and extraction power: a game theory approach / D. A. Pervukhin, D. Hadi, D. D. Kotov // Modern Science and Innovations. - 2024. -No. 1(45). - P. 8-24. - DOI 10.37493/2307-910X.202411. - EDN EXBUAM.

86. Pervukhin, D.A. Optimizing multimodal logistics in petroleum supply chains using linear goal programming: a case study on South Pars Gas Field Development / Pervukhin D. A., Davardoost H., Gasimov E., Hawezy A. L. J // International Journal of Engineering. - 2025. - Vol. 38, No. 8. - P. 1909-1921. - DOI 10.5829/ije.2025.38.08b.15. - EDN KWUHBW.

87. Ponomarenko, T. [et al.] Developing corporate sustainability assessment methods for oil and gas companies // Economies. — 2021. — Vol. 9, № 2. — Art. 58. — DOI: 10.3390/economies9020058.

88. Pars Special Economic Energy Zone (PSEEZ) [Electronic resource]. PSEEZ Book. — URL: https://www.pseez.ir/en/book (accessed: 09.05.2025).

89. Rahimpour, M. [et al.] A comparative study of three different methods for flare gas recovery of Asalooye Gas Refinery // Journal of Natural Gas Science and Engineering. — 2012. — Vol. 4. — P. 17-28. — DOI: 10.1016/j.jngse.2011.10.003.

90. Rahimpour, M. [et al.] Wax formation assessment of condensate in South Pars gas processing plant sea pipeline (a case study) // Journal of Natural Gas Science and Engineering. — 2013. — Vol. 10.

— P. 25-40. — DOI: 10.1016/j.jngse.2012.10.002.

91. Rahimpour-Bonab, H., Asadi-Eskandar, A., Sonei, R. Effects of the Permian-Triassic boundary on reservoir characteristics of the South Pars gas field, Persian Gulf // Geological Journal. — 2009.

— Vol. 44, № 3. — P. 341-364. — DOI: 10.1002/gj.1158.

92. Raith, A. [et al.] Multi-objective minmax robust combinatorial optimization with cardinality-constrained uncertainty // European Journal of Operational Research. — 2018. — Vol. 267, № 2. — P. 628-642. — DOI: 10.1016/j.ejor.2017.12.015.

93. Saaty, T.L. Decision Making for Leaders: The Analytic Hierarchy Process for Decisions in a Complex World. — 3rd revised ed. — Pittsburgh, PA: RWS Publications, 2012. — 323 p.

94. Salehi, M., Goorkani, M.M. Optimum allocation of Iranian oil and gas resources using multi-objective linear programming and particle swarm optimization in resistive economy conditions // Journal of Industrial and Systems Engineering. — 2017. — Vol. 10, № 4. — P. 43-68.

95. Shikhaliyev, R.H. Prospects of intelligent oil and gas fields // Problems of Information Technology. — 2018. — № 2. — P. 41-47.

96. Solaymani, S. A review on energy and renewable energy policies in Iran // Sustainability. — 2021. — Vol. 13, № 13. — Art. 7328. — DOI: 10.3390/su13137328.

97. Soyster, A.L. Convex programming with set-inclusive constraints and applications to inexact linear programming // Operations Research. — 1973. — Vol. 21, № 5. — P. 1154-1157. — DOI: 10.1287/opre.21.5.1154.

98. Sun, H., Yang, L. Analysis on High-Quality Development of Natural Gas Industry in China // Sustainable Energy Development and Innovation / Eds. — Springer, 2024. — P. 153-167.

99. Sweis, R. [et al.] Causes of delay in Iranian oil and gas projects: a root cause analysis // International Journal of Energy Sector Management. — 2019. — Vol. 13, № 3. — P. 630-650. — DOI: 10.1108/IJESM-08-2018-0006.

100. Taherynia, M.H., Aghda, S.M.F., Ghazifard, A. Modeling of land subsidence in the South Pars gas field (Iran) // International Journal of Geosciences. — 2013. — Vol. 4, № 7. — P. 1095-1100. — DOI: 10.4236/ijg.2013.47104.

101. Tang, L., Lv, H., Yu, L. An EEMD-based multi-scale fuzzy entropy approach for complexity analysis in clean energy markets // Applied Soft Computing. — 2017. — Vol. 56. — P. 124-133. — DOI: 10.1016/j.asoc.2017.02.038.

102. Tyrychtr, J. [et al.] EM-OLAP Framework: Econometric Model Transformation Method for OLAP Design in Intelligence Systems // Business & Information Systems Engineering. — 2018. — Vol. 60, № 6. — P. 543-562. — DOI: 10.1007/s12599-018-0533-5.

103. Vilela, M., Oluyemi, G., Petrovski, A. A fuzzy inference system applied to value of information assessment for oil and gas industry // Decision Making: Applications in Management and Engineering. — 2019. — Vol. 2, № 2. — P. 1-18. — DOI: 10.31181/dmame1902001v.

104. Wang, C.-N. [et al.] A multi-criteria decision-making (MCDM) approach using hybrid SCOR metrics, AHP, and TOPSIS for supplier evaluation and selection in the gas and oil industry // Processes. — 2018. — Vol. 6, № 12. — Art. 252. — DOI: 10.3390/pr6120252.

105. Wang, X. [et al.] Multivariate approach for studying interactions between environmental variables and microbial communities // PLoS One. — 2012. — Vol. 7, № 11. — Art. e50267. — DOI: 10.1371/journal.pone.0050267.

106. Wang, Y. [et al.] Multivariate statistical analysis reveals the heterogeneity of lacustrine tight oil accumulation in the Middle Permian Jimusar Sag, Junggar Basin, NW China // Geofluids. — 2020.

— Vol. 2020. — Art. 1860219. — DOI: 10.1155/2020/1860219.

107. Wang, Y. Investment analysis of listed companies in the oil & gas industry // BCP Business & Management. — 2023. — Vol. 37. — P. 266-27.

108. Yafimava, K. Transit of Russian gas across Ukraine: Conditions for post-2024 continuation.

— Oxford: OIES, 2024. — (OIES Paper: NG; № 207). — 45 p.

109. Yonggang, W., Feng, W., Hui, Y. Analysis on the trend of international oil price against the background of energy transformation and the production curtailment by "OPEC+" // Petroleum and New Energy. — 2022. — Vol. 34, № 3. — P. 24-29.

110. Yuwen, C. [et al.] Review of global oil and gas development situation in 2017 and outlook of its development trend // Petroleum Exploration and Development. — 2018. — Vol. 45, № 1. — P. 64-76. — DOI: 10.1016/S1876-3804(18)30007-0.

111. Yuwen, C., Zuoqian, W., Qing, W. Taking the pulse of global oil and gas development // China Petrochem. — 2020. — № 22. — P. 46-47. — [Ha kht.

112. Zhao, L. [et al.] Distributed feature selection for efficient economic big data analysis // IEEE Transactions on Big Data. — 2016. — Vol. 4, № 2. — P. 164-176. — DOI: 10.1109/TBDATA.2016.2606441.

113. Zhou, Z., Wang, Y., Bai, T. Study on topological characteristics of oil and gas storage and transportation system in port area // Proceedings of SPIE. — 2022. — Vol. 12304. — P. 382-387. — DOI: 10.1117/12.2645678.

114. Zhukovskiy, Y.L. [et al.] Fossil energy in the framework of sustainable development: analysis of prospects and development of forecast scenarios // Energies. — 2021. — Vol. 14, № 17. — Art. 5268. — DOI: 10.3390/en14175268.

115. Zou, C., Tao, S., Hou, L. Unconventional oil and gas geology. — Beijing: Geological Publishing House, 2011. — P. 269-271.

116. Zuo, L. [et al.] Energy consumption evaluation method of oil and gas pipeline // Journal of Pipeline Systems Engineering and Practice. — 2013. — Vol. 4, № 4. — P. 1511-1521. — DOI: 10.1061/(ASCE)PS.1949-1204.0000135.

117. Zuoqian, W. [et al.] Status, trends and enlightenment of global oil and gas development in 2021 // Petroleum Exploration and Development. — 2022. — Vol. 49, № 5. — P. 1210-1228. — DOI: 10.1016/S1876-3804(22)60335-4.

118. British Petroleum (BP). Statistical review of world energy 2021. — London: BP, 2021. — 65 p. — URL: https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-eco-nomics/statistical-review/bp-stats-review-2021-full-report.pdf

ПРИЛОЖЕНИЕ А Акт внедрения

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ

ПРИЛОЖЕНИЕ В Статистика по ведущим странам и месторождениям нефти и газа

Таблица В.1 - Количество мировых месторождений нефти и газа в 2024 году [117]

Добыча нефти и газа на месторожде- Нефтяные и газовые месторождения, Всего

ниях не находящиеся в эксплуатации

Регион Нефтяное месторожд ение Газовое месторож дение Месторожд ение нефти и газа Нефтяное месторожд ение Газовое месторож дение Месторожд ение нефти и газа Нефтяное месторожд ение Газовое месторож дение Месторожд ение нефти и газа

Африка 349 69 418 1025 489 1514 1374 558 1932

Азиатско-

Тихоокеанск 255 207 462 1028 1576 2604 1283 1783 3066

ий регион

Европа 376 253 629 1151 1138 2289 1527 1391 2918

Центральная

Азия - 403 132 535 1547 623 2170 1950 755 2705

Россия

Америка 1187 465 1652 1523 1756 3279 2710 2221 4931

Ближний Восток 155 60 215 396 165 561 551 225 776

Всего 2725 1186 3911 6670 5747 12417 9395 6933 16328

Таблица В.2 - Распределение оставшихся извлекаемых мировых запасов по шести регионам в 2024 году [10]

Сырая нефть/108 т Природный газ/1012 м3 Нефтегазовый эквивалент/108 т

Экономически Технически Экономически Технически Экономически Технически

Ближний Восток 536.89 982.00 23.93 91.64 738.99 1755.81

Америка 380.63 904.78 28.99 36.82 625.47 1215.69

Центральная Азия - Россия 186.08 295.82 29.06 58.33 431.43 788.35

Африка 57.24 116.37 5.48 18.72 103.49 274.45

Азиатско-Тихоокеанский регион 33.05 53.63 11.58 21.41 130.87 234.47

Европа 21.25 36.57 2.70 5.57 44.02 83.61

Всего 1215.14 2389.17 101.74 232.49 2074.27 4352.38

Таблица В.3 - Статистика остаточных извлекаемых запасов бассейнах [117] в 10 крупнейших нефтегазоносных

Бассейн Сырая нефть/108 т Природный газ/1012 м3 Нефтегазовый эквивалент/108 т

Эко. Техн. Эко. Техн. Эко. Техн.

Бассейн Руб-эль-Хали 143.77 313.23 15.45 65.35 274.21 865.03

Бассейн Видьян - Северный Аравийский залив Суббассейн Матурин Западная Канада - бассейн Альберты 347.91 15.63 64.14 535.88 301.08 221.16 5.91 0.04 4.62 12.59 1.68 5.44 397.80 15.96 103.13 642.22 315.25 267.11

Бассейн Загроса (Иран) Западно-Сибирский (Центральный) бассейн 81.53 41.37 124.76 122.92 8.70 1.22 13.28 10.62 155.03 51.68 236.90 212.62

Западно-Сибирский (Южно-Карский/Ямальский) бассейн 10.43 20.10 11.38 19.92 106.53 188.32

Аппалачский бассейн 84.65 84.65 4.03 4.03 118.70 118.70

Делавэрский бассейн 11.24 11.24 8.46 8.46 82.65 82.65

Бассейн дельты реки Нигер 11.38 34.80 0.83 5.20 18.36 78.70

Таблица В.4 - Статистика остаточных технически извлекаемых запасов нефти и газа в десяти ведущих ресурсных странах [98]

Количество месторождений нефти и газа Технически

Страна Регион Нефтяное месторождение Газовое месторо ждение Нефтегазово е месторожден ие оставшиеся извлекаем ые запасы/108 Основные виды нефти и газа

Россия Централ ьная Азия -Россия 1,537 445 1,982 636.96 Доля традиционного природного газа на суше составила 48,56%, а доля традиционной сырой нефти на суше - 36,50%.

Катар Соединенн ые Штаты Саудовска я Аравия Ближни й Восток Америка Ближни й Восток 19 1,364 90 20 1,750 35 39 3,114 125 526.75 414.47 393.72 На долю морского природного газа пришлось 75,74%, а на долю морской сырой нефти - 23,68%. Доля нетрадиционной сырой нефти составила 47,0%, а доля нетрадиционного природного газа - 42,79%. Доля традиционной нефти, добываемой на суше, составила 44,72%, а нефти, добываемой на шельфе, - 30,40%.

Венесуэла Америка 212 23 235 358.04 79,72% нетрадиционной нефти и 11,38% традиционной нефти, добываемой на суше.

Ближни й Восток На долю морского природного газа при-

Иран 103 77 180 310.07 шлось 32,84%, а на долю сухопутной тра-

диционной нефти - 31,96%.

Канада ОАЭ Америка Ближни й Восток 377 45 125 23 502 68 290.85 198.29 74,31% нетрадиционной нефти Доля традиционной нефти, добываемой на суше, составила 27,99%, а доля нефти, добываемой на шельфе, - 22,97%.

Ирак Ближни й Восток 144 15 159 193.32 Доля традиционной нефти на суше составила 86,27%.

Кувейт Ближни й Восток 22 1 23 87.79 Доля традиционной нефти, добываемой на суше, составила 88,51%.

Таблица В.5 - Статистика остаточных технически извлекаемых запасов нефти и газа в десяти крупнейших нефтегазовых месторождениях [117]

Сырая Природный Нефтегазовый Нефтегаз°в°е Регион нефть/108 т_газ/1012 м3_эквивалент/108 т

месторождение Эко. Техн. Эко. Техн. Эко. Техн.

Газовое месторождение «Южный Парс»

Ближний Восток 10.68 17.9 4.19 8 46.1 85.42

Северное газовое месторождение Ближний Восток 12.74 12.74 8.5 8.5 84.52 84.52

Нефтяное месторождение Гавар Южно-Лолотанское газовое месторождение Ближний Восток 54.33 54.33 0.28 0.28 56.69 56.69

Центральная Азия - Россия 0.18 0.67 1.55 5.6 13.26 47.99

Газовое месторождение в бассейне Джафура Ближний Восток 3.54 30.22 0.23 2.01 5.45 47.22

Нефтяное месторождение Сафания Большое Бурганское нефтяное месторождение Ближний Восток 23.89 44.25 0.08 0.11 24.57 45.16

Ближний Восток 24.64 40.92 0.23 0.23 26.6 42.88

Нефтяное месторождение Зулуф Газовое месторождение Ун-кон в Абу-Даби Ближний Восток 19.97 40.33 0.07 0.13 20.54 41.46

Ближний Восток 0 0 0 4.53 0 38.21

Нефтяное месторождение на суше ЛБЫОС Ближний Восток 30.03 33.02 0 0.01 30.03 33.12

Таблица В.6 - Статистика остаточных технически извлекаемых запасов в десяти крупнейших нефтяных месторождениях [117]

Нефтяное месторождение Регион Сырая нефть/108 т Природный газ/ 1012 м3 Нефтегазовый эквивалент/108 т

Эко. Техн. Эко. Техн. Эко. Техн.

Нефтяное месторождение Ближний 54.33 54.33 0.28 0.28 56.69 56.69

Гавар Восток

Нефтяное месторождение Ближний 23.89 44.25 0.08 0.11 24.57 45.16

Сафания Восток

Большое Бурганское Ближний 24.64 40.92 0.23 0.23 26.6 42.88

нефтяное месторождение Восток

Нефтяное месторождение Ближний 19.97 40.33 0.07 0.13 20.54 41.46

Зулуф Восток

Нефтяное месторождение на Ближний 30.03 33.02 0 0.01 30.03 33.12

суше ЛБКОС Восток

Нефтяное месторождение Ближний 19.82 25.12 0 0.57 19.82 29.89

Шайбах Восток

Нефтяное месторождение Ближний 0 29.85 0 0 0 29.85

Ункон в Абу-Даби Восток

Ближний

Нортем Филдс Восток 17.99 23.13 0.36 0.54 21.06 27.65

Нефтяное месторождение Ближний 26.64 26.64 0.08 0.08 27.3 27.3

Хурайс Восток

Централь

Юганскнефтегаз ная Азия 19.38 25.79 0.14 0.14 20.54 26.97

- Россия

Таблица В.7 - Статистика остаточных технически извлекаемых запасов десяти крупнейших газовых месторождений [117]

Газовое

Регион

Сырая нефть/108 т

Природный газ/1012 м3

Нефтегазовый эквивалент/108 т

месторождение Эко. Техн. Эко. Техн. Эко. Техн.

Южно-Лолотанское газовое месторождение Центральная Азия - Россия 0.18 0.67 1.55 5.60 13.26 47.99

Тамбейское Центральная Азия - Россия 0 0.83 2.11 3.43 17.86 29.84

Штокмановское Центральная Азия - Россия 0 0.49 0 2.75 0.00 23.75

Бованенковское Центральная Азия - Россия 0.43 0.43 2.15 2.15 18.56 18.56

Ямбургское Центральная Азия - Россия 0.28 0.63 1.71 1.81 14.70 15.93

Газовое

месторождение Ближний Восток 10.68 17.90 4.19 8.00 46.10 85.42

«Южный Парс»

Нортемское газовое месторождение Ближний Восток 12.74 12.74 8.50 8.50 84.52 84.52

Газовое месторожде-

ние в бассейне Джа- Ближний Восток 3.54 30.22 0.23 2.01 5.45 47.22

фура

Газовое месторожде-

ние Ункон в Абу- Ближний Восток 0 0 0 4.53 0.00 38.21

Даби

Газовый проект ЛБ-ЫОС Ближний Восток 11.21 11.21 0.77 1.39 17.68 22.93

Таблица В.8 - Характеристика годовых изменений запасов нефти и газа различных типов

Резервы в 2020 годуР_Резервы в 2021 году_Сумма изменения_Скорость изменения/%

Тип Сырая Природный Нефтегазовый Сырая Природный Нефтегазовый Сырая Природный Нефтегазовый Сырая Природный Нефтегазовый

нефть/108 т газ/1012 м3 эквивалент/108 т нефть/108 т газ/1012 м3 эквивалент/108 т нефть/108 т газ/1012 м3 эквивалент/108 т нефть/108 т газ/1012 м3 эквивалент/108 т

Традиционная нефть и газ на сушЕ 1027.18 82.63 1724.90 1011.70 85.23 1731.36 -15.48 2.60 6.46 -1.51 3.15 0.37

Морская нефть и газ 572.64 107.37 1479.27 568.91 108.45 1484.76 -3.73 1.08 5.49 -0.65 1.01 0.37

Нетрадиционные нефть и газ 801.43 48.91 1214.42 808.56 38.81 1136.26 7.13 -10.10 -78.16 0.89 -20.65 -6.44

Всего 2401.25 238.91 4418.59 2389.17 232.49 4352.38 -12.08 -6.42 -66.21 -0.50 -2.69 -1.50

Таблица В.9 - Распределение мировой добычи нефти и газа по шести регионам в 2024 году

Регион Сырая нефть/108 т Природный газ/108 м3 Нефтегазовый эквивалент/108 т

Америка 14.73 12,558.98 25.33

Ближний Восток 14.01 7,429.78 20.29

Центральная Азия - Россия 6.65 9,032.47 14.28

Азиатско-Тихоокеанский регион 3.34 6,284.54 8.65

Африка 3.65 2,611.24 5.85

Европа 1.69 2,167.10 3.52

Всего 44.07 40,084.11 77.92

Таблица В.10 - Изменения в добыче природного газа в основных ресурсных странах Ресурсные

страны

Ресурсные Добыча природного газа/108 м3 Общее Основные типы изменений Объем

страны 2020 2021 8 м3 изменений/108 м3

Морской традиционный природный газ -40.99

Соединенные Штаты 9249.21 9401.01 151.8 Сланцевый газ Сланцевая нефть и попутный газ Тугоплавкая нефть и попутный газ 250.65 148.45 -228.43

Россия 6601.43 7213.17 611.74 Морской традиционный природный газ Мелководный природный газ 590.4 20.53

Катар 1891.07 1955.32 64.25 Мелководный природный газ 65.28

Сланцевый газ 19.38

Китай 1626.23 1711.02 84.78 Непроницаемый газ Морской традиционный природный газ Мелководный природный газ 31.93 17.28 11.12

Канада 1482.04 1596.21 114.17 Непроницаемый газ Морской традиционный природный газ 166.1 -59.54

Саудовская Аравия 940.15 1072.26 132.11 Мелководный природный газ Морской традиционный природный газ 97.39 31.63

Алжир 875.76 980.9 105.14 Морской традиционный природный газ Непроницаемый газ 91.4 13.74

Туркменистан 637.7 689.92 52.22 Морской традиционный природный газ 52.14

Египет 602.12 685.97 83.85 Глубоководный газ Морской традиционный природный газ 91.46 -13.61

Узбекистан 464.39 553.37 88.98 Морской традиционный природный газ 88.98

Таблица В.11 - Характеристика добычи нефти и газа в десяти ведущих странах

Количество добыва- Сырая Природный Общий

Страна Регион емых месторожде- нефть/ газ/ эквивалент/

ний нефти и газа 108 т 108 м3 108 т

Соединенные Штаты Америка 2019 8.12 9401.01 16.06

Россия Центральная Азия - Россия 1702 5.24 7213.17 11.33

Саудовская Аравия Ближний Восток 100 5.42 1072.26 6.32

Канада Америка 315 2.84 1596.21 4.18

Иран Ближний Восток 135 1.63 2721 3.93

Китай Азиатско-Тихоокеанский 346 1.86 1711.02 3.3

регион

ОАЭ Ближний Восток 49 2.06 459.52 2.45

Катар Ближний Восток 17 0.77 1955.32 2.43

Ирак Ближний Восток 105 2.16 218.36 2.34

Норвегия Европа 307 1.01 1114.53 1.95

Таблица В.12 - Производственные характеристики десяти крупнейших газовых месторождений

Газовое месторождение

Регион

Страна

Год

„ Оставшиеся технически извлекаемые запасы Производство _

в 2024/108 гп3 Сырая Природный Нефтегазовый

_нефть/104 т газ/1012 гп3 эквивалент/108 т

Газовое месторождение «Южный Парс» Северное газовое месторождение

Бованенковское

Заполярное

Ямбургское

Хасси Р'Мел

Газовое

месторождение

Тролль

Гаварское

газовое

месторождение Южное Тамбейское Газовый проект ЛБЫОС

Ближний Восток Ближний Восток Иран Катар 2002 1996 1,981.83 1,724.13 179013 127388 8.00 8.50 85.42 84.52

Центральная Азия - Россия Россия 2012 1,114.09 4316 2.15 18.56

Центральная Азия - Россия Россия 2001 970.47 4325 1.11 9.81

Центральная Азия - Россия Россия 1983 637.14 6312 1.81 15.93

Африка Алжир 1961 500.84 5675 0.77 7.08

Европа Норвег ия Саудов 1995 371.62 5219 0.68 6.26

Ближний Восток ская Аравия 1951 346.65 18965 1.40 13.69

Центральная Азия - Россия Россия 2017 291.20 3711 0.91 8.01

Ближний Восток ОАЭ 1981 284.32 112084 1.39 22.93

Таблица В.13 - Характеристика годовых изменений в различных видах добычи нефти и газа

Тип Традиционная нефть и газ на суше Морская нефть и газ Нетрадиционные нефть и газ Всего

Сырая нефть/108 т 21.12 11.80 10.19 43.11

Производство в 2020 году ■ Природный газ/ 108 м3 16,438.27 11,701.61 10,342.26 38,482.14

Нефтегазовый эквивалент/ 108 т 35.00 21.68 18.92 75.60

Сырая нефть/ 10 т8 21.74 11.96 10.37 44.07

Производство в 2024 году Природный газ/ 108 м3 17,178.45 12,088.18 10,817.48 40,084.11

Нефтегазовый эквивалент/ 108 т 36.26 22.17 19.49 77.92

Сырая нефть/ 108 т 0.62 0.16 0.18 0.96

Сумма изменения Природный газ/ 108 м3 740.18 386.57 475.22 1,601.97

Нефтегазовый эквивалент/ 108 т 1.26 0.49 0.57 2.32

Темп ' Сырая нефть 2.94 1.36 1.77 2.23

Природный газ 4.50 3.30 4.59 4.16

Нефтегазовый эквивалент

3.60

2.26

3.01

3.07

Таблица В.14 - Характеристика изменения добычи нефти и газа за год в разных регионах

Регион Америка Ближний Восток Центральн ая Азия -Россия Азиатско-Тихоокеански й регион Африка Европа Всего

и о твос ду дс дог ов 0 Сырая нефть/10 т8 Природный газ/ 108 м3 14.47 12,371.96 13.73 7,157.18 6.49 8,258.96 3.37 6,069.53 3.32 2,377.32 1.73 2,247.18 43.11 38,482.13

из 0 о «ч £ Нефтегазовый эквивалент/ 108 т 24.90 19.78 13.46 8.50 5.33 3.63 75.60

в о в Сырая нефть/ 10 т8 14.73 14.01 6.65 3.34 3.65 1.69 44.07

тсв ду дс дог ог и 3 - Природный газ/ 108 м3 12,558.98 7,429.78 9,032.47 6,284.54 2,611.24 2,167.10 40,084.11

из 0 о гч £ Нефтегазовый эквивалент/ 108 т 25.33 20.29 14.28 8.65 5.85 3.52 77.92

яние Сырая нефть/ 108 т 0.26 0.28 0.16 -0.03 0.33 -0.04 0.96

н нем з из Природный газ/ 108 м3 187.02 272.60 773.51 215.01 233.92 -80.08 1,601.98

а му С Нефтегазовый эквивалент/ 108 т 0.43 0.51 0.82 0.15 0.52 -0.11 2.32

^ о4 Сырая нефть 1.80 2.04 2.47 -0.89 9.94 -2.31 2.23

ем не Те не Природный газ 1.51 3.81 9.37 3.54 9.84 -3.56 4.16

м з из Нефтегазовый эквивалент 1.73 2.58 6.09 1.76 9.76 -3.03 3.07

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Данные по инфраструктуре и производству на месторождении «Южный Парс»

Таблица Г.1 - Дата запуска, основные подрядчики и мощность добычи газа на каждом этапе разработки месторождения «Южный Парс» [117]

Название фазы Миллиард кубических футов в сутки (млрд куб. футов/сутки) Конденсат План Начало

Ряд Главный подрядчик Производительность запустить производства

(баррель/сутки) дата дата

Цель Текущий

1 Петропарс 1 1 1 40,000 1997 2004

2 Французская Total, российский «Газпром» и малазийская Petronas 2,3 2 2 80,000 1997 2001

3 Eni, Petropars, Niko 4,5 2 2 80,000 2000 2004

4 Петропарс/Стат Ойл 6,7,8 3 3.9 156,000 2000 2008

5 Корейская компания (GS), IOEC, OIEC 9,10 2 2 80,000 2002 2010

6 Петропарс 12 3 3 120,000 2005 2014

7 Арья Нафт Шахаб, IOEC, Saf, ISOICO и Dana Drilling Company 15,16 2 2 80,000 2006 2015

8 OIEC, IOEC 20,21 2 2 75,000 2010 2017

9 Консорциум под руководством IDRO, IPMI, IOEC, NIDC, ISOICO, MAPNA, PAYANDAN MST 14 2 2 77,000 2010 -

10 Petropars, Total, CNPC 11 2 2 80,000 2017 -

11 Компания «Петросина и Садра» 22,23,24 2 2 77,0000 2010 -

12 Консорциум, состоящий из IDRO, OIEC, NIDC, OIEC и SADRA 17,18 2 2 80,000 2006 2017

13 Петро Пайдар Иранский, SADRA и MAPNA 13 2 2 80,000 2010 -

14 Консорциум Petro pars и IOEC 19 2 2 77,000 2010 2017

Сумма всех фаз 24 фазы 29 30 1,182,000 С 1997 по 2022 год

Примечание: POGC: Парсская нефтегазовая компания; PDVSA: Petroleos de Venezuela S.A.; IDRO: Организация промышленного развития и реконструкции Ирана; NIDC: Национальная иранская буровая компания; ISOICO: Иранская компания судостроительного и морского промышленного комплекса; OIEC: Инженерно-строительная компания нефтяной промышленности; IOEC: Иранская оффшорная инженерно-строительная компания. Примечание: Total, ENI и Statoil в настоящее время не участвуют в проекте «Южный Парс».

Источник: Арабский нефтегазовый справочник, FACTS Global Energy и Управление энергетической информации США.

Таблица Г.2 - Доля рынка природного газа (NGM) по стоимости

Экспортер Экспорт нефтяного газа (долл. США) %Всего по миру

1 Катар 40,1 миллиарда долларов 13.50%

2 Норвегия 35,2 миллиарда долларов 11.90%

3 Австралия 32,4 миллиарда долларов 10.90%

4 Соединенные Штаты 28,4 миллиарда долларов 9.60%

5 Алжир 13,9 миллиарда долларов 4.70%

6 Германия 11,1 миллиарда долларов 3.70%

7 Малайзия 10,8 миллиарда долларов 3.60%

8 Индонезия 10,6 миллиарда долларов 3.60%

9 Объединенные 10,6 миллиарда долларов 3.60%

Арабские Эмираты

10 Канада 9,7 миллиарда долларов 3.30%

11 Туркменистан 8 миллиардов долларов 2.70%

12 Бельгия 7,7 миллиарда долларов 2.60%

13 Россия 7,5 миллиарда долларов 2.50%

14 Нигерия 5,9 миллиарда долларов 2%

15 Саудовская Аравия 5,7 миллиарда долларов 1.90%

35 Иран (Исламская Республика) 1 миллиард долларов 0.30%

Таблица Г.3 - Основные сведения о газовом месторождении «Южный Парс» [99]

Аспект Подробности

Расположение Персидский залив

Владение Разделен между Ираном и Катаром

Общие запасы газа (in situ) 50,97 триллиона кубических метров (1 800 триллионов кубических футов)

Извлекаемые запасы газа (иранский уча- 360 TCF (10,1 TCM), 36% от общих доказанных запасов